La primera interesante novedad tecnológica de esta semana viene de la empresa de ingeniería española Enertis, la cual ha anunciado haber desarrollado un nuevo procedimiento para la medición de la degradación de los paneles solares.
En un artículo de opinión, el gerente técnico y operacional del Servicio de Pruebas de la empresa, Leonardo Enrique Pérez Abreu, explica cómo el nuevo procedimiento se basa en una metodología desarrollada originalmente por el Instituto de Energía Solar (IES) de la Universidad Politécnica de Madrid.
En un proyecto solar fotovoltaico (FV) Utility-Scale, el principal componente es el módulo FV y, dependiendo del tamaño y tipología de proyecto, el costo de los módulos representa entre el 30 por ciento y 40 por ciento de la inversión inicial del proyecto. Dicho esto, para asegurar un retorno alto de la inversión (ROI) es crucial implementar un adecuado control de la degradación de los módulos que permita detectar un eventual rendimiento por debajo de lo esperado, así como vigilar el cumplimiento de los términos de garantía ofrecidos por el suministrador de módulos durante toda la vida útil del proyecto, generalmente de 25 a 30 años.
Dicho control de degradación se lleva normalmente a cabo mediante la medida de Potencia Máxima de una muestra representativa de módulos en condiciones estándar de medida (STC, por sus siglas en inglés). Esta medida en STC es tradicionalmente llevada a cabo en laboratorios fijos, donde las condiciones de irradiación, espectro y temperatura son controladas. Sin embargo, esto conlleva el transporte de módulos desde la planta hasta el laboratorio en cuestión, trayendo múltiples desventajas, entre ellas: riesgos de daños debido al transporte/manipulación de los módulos, pérdidas de producción por tiempos prolongados de desconexión, gestión de trámites aduaneros de importación/exportación de módulos, entre otros.
Por ello, la tendencia del mercado para la realización de estos controles de degradación ha sido la implementación de laboratorios móviles, como los desarrollados in-house por Enertis como pionero en el mercado FV mundial y que lleva operando exitosamente desde hace varios años.
Figura 1. Laboratorio móvil de Enertis desarrollado in-house a principios del 2013.
Ahora bien, con los desarrollos de grandes proyectos FV en regiones como el Norte de África (Marruecos, Túnez, Egipto) y Medio Oriente (Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Jordania), donde no es habitual encontrar laboratorios fotovoltaicos fijos ni tampoco es económicamente viable el envío de laboratorios móviles, nos preguntamos cómo llevar a cabo el control de degradación de módulos de manera precisa, rápida y económica.
Determinación de Potencia Máxima de módulos en STC mediante la correlación con módulos de referencia:
Para la medida de módulos a sol real con incertidumbre acotada, Enertis ha implementado un procedimiento que se basa en una metodología desarrollada originalmente por el Instituto de Energía Solar (IES) de la Universidad Politécnica de Madrid. El procedimiento requiere de la calibración de un módulo de referencia (RM, por las siglas en inglés de Reference Module), preferiblemente fabricado con el mismo Bill of Materials (BOM) que los módulos que van a ser medidos (DUT, por las siglas en inglés de Device Under Test). Este RM debe ser cuidadosamente calibrado en un laboratorio acreditado con incertidumbre de medida preferiblemente menor al dos por ciento. Tanto el RM como el DUT deben medirse en campo de manera cuasi-simultánea y en las mismas condiciones de irradiación, espectro y temperatura. Como el RM tiene la misma respuesta espectral y térmica que el DUT, una correlación entre sus medidas puede ser realizada para determinar la Potencia Máxima Equivalente de Laboratorio (por sus siglas en inglés, LEMP) del DUT.
Figura 2. Instalación del módulo de referencia (izquierda) y equipo portátil de medida (derecha)
Este procedimiento, el cual no requiere desmontar los módulos, que es fácil de ejecutar y que emplea equipos portátiles, ha sido implementado satisfactoriamente por Enertis en grandes plantas localizadas, por ejemplo, en Jordania, Chile, Italia y España. Su sencillez ha permitido alcanzar ritmos de medida de hasta 100 módulos por hora con incertidumbres de medidas siempre inferiores al 3,5 por ciento.
La apuesta por la innovación y el desarrollo tecnológico de la industria fotovoltaica es, en definitiva, una apuesta real y una condición necesaria para garantizar el desarrollo y la consolidación del sector a nivel mundial. Creemos por eso que en los próximos años seguirán desarrollandose metodologías y equipos que permitan llevar a cabo un control preciso de los módulos.
Autor: Leonardo Enrique Pérez Abreu
La segunda noticia elegiga para esta semana es relativa a un estudio realizado por científicos de la Universidad Estatal de Arizona, que han determinado que una célula tándem de perovskita y silicio al 32 por ciento podría producir electricidad al mismo precio que los paneles de última generación con un 22 por ciento de eficiencia en situaciones más competitivas en cuanto a costos.
Estamos viendo cómo la evolución de la tecnología de los módulos producidos en masa, cuyas eficiencias superan el 20 por ciento, están revolucionando el ultra competitivo mercado actual en el que todos los productos buscan su hueco.
Investigadores de las Escuelas de Ingeniería Fulton, de la Universidad Estatal de Arizona (ASU), hicieron un análisis de mercado de un módulo inexistente, pero que podría fabricarse en un futuro: pensaron en la evolución de un módulo solar tándem de perovskita + silicio al 32 por ciento. Los hallazgos fueron publicados en el documento Viabilidad tecnoeconómica de los módulos fotovoltaicos en tándem basados en silicio en Estados Unidos.
El grupo ASU comparó el precio potencial de este producto con los precios de mercado proyectados de los módulos de silicio de mejor precio en 2020 para determinar si estos productos nuevos, de menor producción y de mayor precio podrían competir y ganar participación de mercado.
El documento señala: “[…] no será necesario un gran ahorro para preferir los sistemas en tándem a los sistemas de unión única, porque las eficiencias más altas brindan beneficios percibidos como adicionales, como un área de instalación reducida. Sin embargo, es necesario que el camino que conduce a dicho tándem sea continuamente rentable”.
Los autores Zhengshan J. Yu, Joe V. Carpenter y Zachary Holman determinaron que un módulo solar en tándem de perovskita + silicio – con una vida útil y productividad a largo plazo similares a las de los paneles de silicio estándar – podría competir en el mercado residencial de Estados Unidos a un precio de (aproximadamente) US $ 0,69 / W en 2020. Un factor clave para determinar esta viabilidad de precios es un amplio equilibrio de análisis de sistemas, señalando que se necesita menos espacio en el techo, menos cableado y menos trabajo para obtener el mismo resultado con módulos de mayor potencia.
Este gráfico describe las ventanas en las que podrían encajar estos paneles de mayor precio. La sección izquierda, señalada como “Si”, es el precio estándar proyectado para el panel solar en 2020: alrededor de US $ 0,23 / W. La sección derecha señala la “celda superior” que se agregará al módulo de silicio, en forma de una capa de perovskita. Para el ejemplo de acoplamiento de 1.7 eV residencial, 0.9, se agrega un adicional de ~ US $ 0.46 / W (aproximadamente US $ 42m-2 equivale a US $ 0.23 / W).
Los autores sugieren que una tecnología madura, similar a los módulos de silicio modernos, estará en el rango de eficiencia de acoplamiento de 0.9 (haciendo uso del 90 por ciento del potencial teórico de generación de electricidad). Además, el documento señala que los módulos de 1.5 eV o 1.7 eV tienen más probabilidades de ser competitivos en el mercado.
El documento explica, entre otros aspecto, cómo se seleccionaron los distintos niveles de precios (arriba), qué tecnologías potenciales resultaron viables, cuáles serían los niveles probables de precios en 2020, cómo se vería afectado el equilibrio del sistema si llegase a duplicarse la eficiencia del panel, etc.
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